ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЬ 2 часть

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

вающей слив самотеком продуктов с вязкостью до 1·103 м2/с за 11,6 мин. Поэтому этот способ слива, осуществляемый через нижний сливной при- бор в промежуточные подземные резервуары, находящиеся под железно- дорожным путем или в непосредственной близости от него, в настоящее время является наиболее экономичным. Вместимость подземных резервуа- ров должна быть не меньше вместимости цистерн, одновременно подавае- мых на фронт слива.

Формула для расчета продолжительности самотечного слива вязких продуктов из четырехосных цистерн имеет следующий вид

где ν – кинематическая вязкость продукта при температуре слива, м2/с. Формула действительна в интервала вязкости от 1,2·106 до 1,5·103 м2/с, что практически охватывает всю номенклатуру перевозимых в железнодо-

рожных цистернах вязких грузов.

Время выгрузки продуктов из вагонов-цистерн устанавливается рас- четом, исходя из максимального использования пропускной способности УСП цистерн, применяемого оборудования для разогрева и удаления гру- за, времени очистки котлов цистерн и четкой организации выгрузочных работ при предельном совмещении выполняемых операций.

Подготовительные операции (снятие пломб, открытие крышки люка колпака УСП цистерны, присоединение сливного устройства к патрубку УСП, открытие клапана УСП, установка переходных мостиков) – tподг..

Заключительные операции (удаление остатков из котла цистерны за- чистной лопатой, закрытие клапана УСП, крышки люка колпака, отсоеди- нение сливного устройства эстакады и приведение его в нерабочее поло- жение, закрытие крышки клапана УСП, постановка заглушки), очистка по- верхности цистерн, поднятие переходных мостиков – tзакл., выгрузка груза из вагона – tгруз..

Заключительно-подготовительные операции должны выполняться одновременно в верхней и нижней части цистерн. Затраты времени на опе- рации, выполняемые вручную, установлены фотохронометражем. Они приведены в табл. 9.6.

Количество цистерн, обслуживаемых одной группой сливщиков (2 чел.), не должно превышать 8 четырехосных вагонов.

В холодный период года при сливе продукта с вязкостью выше 1,5·10-2 м2/с для разогрева остатков, налипших на внутреннюю поверхность цистерны, на дегазацию и охлаждение котла предоставляется дополни- тельное время продолжительностью 0,5 ч.

121

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Таблица 9.6

Средняя продолжительность подготовительно-заключительных операций, мин

При перевозках некоторых сырых нефтей в котлах цистерн выпадают парафинистые осадки и минеральные примеси в размере 2 – 3 см по высо- те. Для удаления указанных отложений из котла в процессе слива необхо- димо размешивать их в массе нефти с помощью зачистной лопаты. В связи с этим при расчете времени выгрузки данной категории наливных грузов в подготовительные операции необходимо включать «размешивание». Про- должительность этой операции в теплый период года составляет 2,33 мин на 1 вагон.

Общее время Т выгрузки группы цистерн с вязкими грузами опреде- ляется следующим образом:

Пример расчета

Определить продолжительности выгрузки из 8 четырехосных цис- терн осветительного керосина с температурой продукта в пункте выгрузки

122

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

20 ° С, кинематической вязкостью при данной температуре 0,034·104 м2/с и сливе самотеком в нулевую емкость, температуре наружного воздуха 15 ° С (эстакаду обслуживают 4 сливщика).

Решение:

1. По (9.32) определяют продолжительность непосредственного сли- ва керосина из одной цистерны

tгруз = 11,456 + 15,01 – 0,034·10 -4 = 11,46 мин.

2. Согласно расчетным данным, приведенным в табл. 9.10, продол- жительность подготовительных и заключительных операций при плюсовой температуре составляет

tподг = 2,43 мин tзакл. = 4,53 мин.

3. Продолжительность подготовительно-заключительных операций при обработке 8 вагонов-цистерн 2-мя сливщиками составляет

tзакл. = 8·2,43=19,44 мин, п·tзакл = 8·4,53 = 36,24 мин.

Т.к. время непосредственного слива керосина (tгруз) меньше суммар- ной продолжительности подготовительных операций, выполняемых 2-мя сливщиками (п tподг), то общее время выгрузки определяется по (9.33)

Т = 19,44 + 36,24 = 55,68 мин.

ТЕСТЫ И ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РЕЗУЛЬТАТАМИ ОБУЧЕНИЯ

На оценку «удовлетворительно»

1.Перевозка нефтепродуктов железнодорожным транспортом:

∙железнодорожные вагоны-цистерны;

∙классификация и оборудование железнодорожных цистерн.

2.Сливоналивные операции.

3.Расчет времени слива нефтепродуктов железнодорожных цис-

терн.

4.Вспомогательное оборудование на железнодорожных эстакадах:

∙водоснабжение и канализация;

∙электротехнические устройства;

∙механизация, контроль и автоматизация;

∙связь и пожаротушение.

123

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

На оценку «хорошо»

1.Перевозка нефтепродуктов железнодорожным транспортом:

∙железнодорожные вагоны-цистерны;

∙классификация и оборудование железнодорожных цистерн.

2.Цистерны для перевозки застывающих грузов.

3.Установки нижнего слива и налива нефтепродуктов:

∙устройство и принцип УСН.

4.Расчет времени слива нефтепродуктов железнодорожных цис-

терн.

5.Железнодорожные сливоналивные эстакады:

∙правило обустройства сливоналивные эстакад;

∙особые требования к устройству железнодорожных сливона- ливных эстакад;

∙требования к размещению эстакад.

На оценку «отлично»

1.Перевозка нефтепродуктов железнодорожным транспортом:

∙железнодорожные вагоны-цистерны;

∙классификация и оборудование железнодорожных цистерн.

2.Цистерны для перевозки забивающих грузом.

3.Сливоналивные операции.

4.Расчет времени слива нефтепродуктов железнодорожных цис-

терн.

5.Железнодорожные сливоналивные эстакады:

∙правило обустройства сливоналивные эстакад;

∙особые требования к устройству железнодорожных сливона- ливных эстакад;

∙требования к размещению эстакад.

6.Вспомогательное оборудование на железнодорожных эстакадах:

∙водоснабжение и канализация;

∙электротехнические устройства;

∙механизация, контроль и автоматизация;

∙связь и пожаротушение.

124

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Модуль 10

ТРУБОПРОВОДНЫЙ, АВТОМОБИЛЬНЫЙ, ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Введение

Транспортирование нефтепродуктов из мест производства в районы потребления оказывает значительное влияние на потери количества, каче- ства и рентабельность сбыта нефтепродуктов Транспортирование нефте- продуктов осуществляется железнодорожным, трубопроводным, водным и автомобильным транспортом. При чрезвычайных обстоятельствах, военно- транспортных операциях дозаправки тяжелых воздушных судов, а также для снабжения районов Крайнего Севера и полярных станций использует- ся воздушный транспорт.

Весьма перспективной для экономического развития северных рай- онов России может стать доставка нефтепродуктов подводным транспор- том. Получает развитие комбинированная контейнерная транспортировка нефтепродуктов.

Перемещение нефтепродуктов несколькими видами транспорта, со- провождающееся операциями слива-налива, называется смешанными пе-

ревозками.

В настоящее время основная нагрузка по доставке нефтепродуктов ложится на железнодорожный, трубопроводный, водный и автомобильный транспорт. Ориентировочная целесообразность использования видов на- земного транспорта в зависимости от средней дальности перевозок (СДП) и мощности потока нефтепродуктов определяется по табл. 10.1.

Таблица 10.1

Ориентировочная целесообразность использования видов наземного транспорта

взависимости от средней дальности перевозок (СДП)

имощности потока нефтепродуктов

125

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Технико-экономическое обоснование выбора средств транспортиро- вания в каждом конкретном случае учитывает многочисленные эксплуата- ционные, материальные и финансовые факторы.

В общем случае выбор наивыгоднейшего способа транспорта реша- ется путем сопоставления приведенных годовых расходов Р по различным видам транспорта

ности Т ≈ 8,3 г).

Схема изучения материала

ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ ПО МОДУЛЮ

1. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов

Трубопроводный транспорт является наиболее экономичным и эф- фективным видом доставки нефтепродуктов на крупные пункты хранения и реализации благодаря таким качествам как:

126

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

∙круглогодичное непрерывное функционирование;

∙обеспечение сохранности количества и качества нефтепродуктов;

∙возможность последовательной перекачки нескольких сортов нефтепродуктов по одному трубопроводу.

В настоящее время трубопроводный транспорт перекачивает более 10 % выпускаемых нефтепродуктов.

Нефтепродуктопровод, используемый только для одного сорта неф- тепродукта, называется соответственно бензинопровод, керосинопровод, мазутопровод и т.д.

В зависимости от назначения, территориального расположения и длины трубопроводы делят на внутренние (внутрибазовые, внутрицехо- вые), местные (между перекачивающей станцией и нефтебазой, НПЗ и нефтебазой и т.п.) и магистральные (между головной насосной станцией и наливными пунктами нефтебазами, эстакадами, причалами).

Рабочее давление и диаметры магистральных нефтепродуктопрово- дов определяют по данным табл. 10.2 в зависимости от пропускной спо- собности.

Таблица 10.2

Оптимальные параметры магистральных нефтепродуктопроводов

Технологическая схема нефтепродуктопровода зависит от назначе- ния, протяженности, характеристики трассы и т.д. и по своему составу в общем случае подразделяется:

∙на подводящие трубопроводы, перекачивающие нефтепродукты от НПЗ в резервуары головной станции;

∙на головную станцию (ГНС), где производят приемку нефтепро- дуктов, разделение их по сортам, учет и перекачку на следующую стан- цию. Необходимая вместимость резервуарного парка ГНС равна трехсу- точной пропускной способности трубопровода;

∙на промежуточные перекачивающие станции (ППС), предназна- ченные для повышения давления перекачиваемого нефтепродукта. Средние

127

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

дистанции между ГНП и первой ППС и последующие между ППС опреде- ляются гидравлическим расчетом. Существуют две системы перекачки: по- станционная (через резервуар) и транзитная (из насоса в насос). В первом случае для каждого сорта нефтепродуктов предусматривается не менее двух резервуаров, причем в один резервуар производится закачка, а из другого одновременно осуществляется откачка для подачи в трубопровод. При тран- зитной перекачке нефтепродукт в предыдущей станции перекачивается к следующей, что обеспечивает герметизацию перекачки, а следовательно, уменьшение потерь нефтепродуктов от испарения. Иногда применяется схема перекачки «с подключенным резервуаром». В этой схеме для пере- качки нефтепродукта «из насоса в насос» предусматривается ответвление в промежуточные резервуары, по которому часть нефтепродукта поступает лишь в моменты нарушения синхронности работы насосов;

∙на конечный пункт (КП), где принимают и учитывают нефтепро- дукты из трубопровода, распределяют потребителям или переливают в другие виды транспорта;

∙на линейную часть, состоящую из: собственно трубопровода с ответвлениями (шлейфами) для путевого сброса нефтепродуктов на нефте- базы, отключающей и запорной арматурой, переходами через естествен- ные и искусственные преграды, защитными противопожарными сооруже- ниями; установки электрохимической защиты от почвенной и электрохи- мической коррозии; линий технологической связи (кабельных, воздушных, радиорелейных); сооружений линейной производственно-диспетчерской службы вдоль трассовых дорог.

Вряде случаев, когда требуется транспортировать в одном направ- лении несколько сортов нефтепродуктов, применяется метод последовательной перекачки, заключающийся в том, что по одному трубопроводу перекачиваются последовательно разные сорта нефтепродуктов с соблюдением условия их минимального смешения. Трубопровод при последовательной перекачке практически всегда загруженРезервуарные. парки на начальном и конечном пунктах крупных неф- тепродуктопроводов для последовательной перекачки нефтепродуктов имеют суммарную вместимость по 200 – 400 тыс.м. Насосные станции неф- тепродуктопроводов работают, как правило, по системе «из насоса в насос»,

ив такой технологической цепочке на крупных нефтепродуктопроводах ра- ботают 6 – 8 станций. Технологическая схема коммуникаций насосных станций нефтепродуктопровода принципиально не отличается от аналогич- ных схем станций на магистральных нефтепроводах, однако в них должно

128

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

быть предусмотрено минимальное количество тупиковых ответвлений и электроприводная запорная арматура с минимальной продолжительностью срабатывания для уменьшения смесеобразования в коммуникациях насос- ных станций при последовательной перекачке нефтепродуктов.

Головная насосная станция нефтепродуктопровода оборудуется уст- ройством для запуска разделителей, конечный пункт – устройством для их приема, а промежуточные насосные станции – устройствами для приема разделителей на входе в станцию и для их пуска в нефтепродуктопровод на выходе из станции.

Резервуарные парки на головной насосной станции и на конечном пункте нефтепродуктопровода должны быть распределены на группы по видам перекачиваемых последовательно нефтепродуктов (бензин, дизель- ные топлива). Каждая такая группа резервуаров разделяется на подгруппы в соответствии с числом сортов нефтепродуктов данного типа, например,

для бензина А-72 и А-76, дизельных топлив с температурой вспышки 40 и 65 оС и т.п.

Последовательная перекачка осуществляется по циклам. Каждый цикл состоит из нескольких партий разных нефтепродуктов. Объем партий нефтепродуктов в каждом цикле определяется в зависимости от планового объема перекачек каждого вида нефтепродуктов в течение года, интенсив- ности поступления нефтепродуктов с нефтеперерабатывающего завода и вместимости резервуаров для каждого вида нефтепродуктов.

Число циклов последовательных перекачек на отечественных нефте- продуктопроводах колеблется от 25 до 50 в течение года. Объем каждой партии в соответствии с правилами технической эксплуатации трубопро- водов должен быть не менее 10 – 15 тыс. т. Чем меньше циклов последова- тельной перекачки в течение года, тем больше объем партий нефтепродук- тов и меньше зон контактов разных нефтепродуктов, т.е. меньше физиче- ских зон смесеобразования и меньше общее количество смеси за год. Это позволяет уменьшить расходы на прием, исправление и реализацию смеси нефтепродуктов и снизить число разделителей при последовательной пе- рекачке. Однако увеличение объема партий нефтепродуктов требует боль- шой вместимости резервуарных парков на конечном, начальном и проме- жуточном пунктах нефтепродуктопровода для накопления необходимых запасов нефтепродуктов. Одной из задач планирования и организации по- следовательных перекачек и является определение такого числа циклов и объема партий, которое обеспечило бы наиболее полное использование возможностей имеющегося парка резервуаров. При проектировании неф-

129

СПГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

тепродуктопроводов определяют оптимальное число циклов последова- тельной перекачки и соответствующую вместимость резервуарных парков.

Внутри каждого цикла последовательной перекачки разные нефте- продукты обычно располагаются в такой последовательности, когда кон- тактирующие пары нефтепродуктов имеют близкие физико-химические свойства.

Обычно используется такая последовательность расположения пар- тий нефтепродуктов:

∙автомобильный бензин АИ-92;

∙автомобильный бензин А-76;

∙дизельное топливо летнее Л-1,0;

∙дизельное топливо летнее Л-0,5-40;

∙дизельное топливо летнее Л-0,5-62;

∙дизельное топливо летнее Л-0,2-40;

∙дизельное топливо летнее Л-0,2-62;

∙дизельное топливо летнее Л-0,2-40;

∙автомобильный бензин А-76;

∙автомобильный бензин АИ-92;

∙автомобильный бензин А-76.

Смесь нефтепродуктов принимают обычно на конечном пункте нефтепродуктопровода и реализуют путем подмешивания к соответст- вующим «чистым» нефтепродуктам с учетом их запаса качества или на- правляют на нефтеперерабатывающий завод как сырье для переработки вместе с нефтью.

Смесь автомобильного бензина и дизельного топлива является наи- более трудной для реализации, т.к. примеси бензина к дизельному топливу и дизельного топлива к бензину допускаются в очень незначительных кон- центрациях, не свыше нескольких десятых процента. Поэтому смесь ди- зельного топлива и бензина обычно принимают отдельно и затем реализу- ют путем подмешивания к чистым нефтепродуктам. Рекомендуется пере- качивать в контакте бензин и дизельное топливо с некоторым запасом ка- чества по следующим показателям: бензин с запасом по температуре конца кипения не менее 10 ° С и дизельное топливо с запасом по температуре вспышки не менее 10 ° С. Указанные показатели являются наиболее чувст- вительными при смешении бензина и дизельного топлива. Для удобства реализации смесь бензина и дизельного топлива принимают из нефтепро- дуктопровода на его конечном пункте в два резервуара: в первый прини- мают часть смеси с большим содержанием дизельного топлива («легкое»

130